热力发电厂发电厂的运行.ppt

1第九章第九章发电厂的运行发电厂的运行热力发电厂系统是由各种复杂的主辅热力主辅设备组成的，同时由于很多设备处于高温高压的工作环境，根据设备的特点按照合理的过程，在保证安全、可靠，并符合环境保护要求的前提下，力求经济运行是任何一个电厂追求的目标。本章先介绍发电厂单元机组的运行，再介绍火电机厂的热工自动化以及火电机组的计算机控制系统及培训仿真机。2第九章第九章发电厂的运行发电厂的运行第一节第一节单元机组的运行单元机组的运行第二节第二节火电厂的热工自动化火电厂的热工自动化第三节第三节火电机组的计算机控制系统及培训火电机组的计算机控制系统及培训仿真机仿真机本本章章提提要要3第第一一节节单元式机组的运行单元式机组的运行一 单元机组的滑参数启动与停机（一）滑参数启动的优点 滑参数启动又称联合启动，即在启动锅炉的同时，以低参数蒸汽进行暖管、暖机并启动汽轮机，锅炉出口的蒸汽参数随着汽轮机的转速和负荷的逐渐增加而提高，当完成升速，带到额定负荷时，锅炉的出口蒸汽参数即达到额定参数。4（二）（二）滑参数启动方式滑参数启动方式单元机组滑参数启动有真空法、压力法两种启动方式。1.真空法滑参数启动优点：启动时间短，热损失和工质损失小；因系容积流量大的低参数蒸汽流经过热器、管道和汽轮机，温差和热应力都较小。缺点：汽轮机冲转和升速时的汽压很低，锅炉操作的微小失当都会引起汽轮机转速波动，甚至会损伤汽轮机；另冲转汽轮机的汽温很低，水分很大，易引起水击。5（二）（二）滑参数启动方式滑参数启动方式（续）（续）2.压力法滑参数启动 锅炉产生的蒸汽至一定的压力、温度后，才冲转汽轮机的启动方式，主要特点：启动前汽机主汽门是关闭的；冲转汽轮机的蒸汽参数较真空法高；机组起动过程中，再热器的保护、锅炉和汽轮机对蒸汽参数的不同要求，都是通过旁路系统调节进行的；锅炉点火的初始燃料量，以满足汽轮机冲转及升至额定转速即可，过小不利于汽温汽压的调节和控制，过大使锅炉升温升压太快，对安全不利。6（三）冲（三）冲转参数的选择和启动控制指标转参数的选择和启动控制指标电厂应根据制造厂提供的启动曲线来启动机组。启动曲线为新汽压力、一、二次汽温、转速、负荷等参量与时间的变化关系曲线。图图9-1（a）国产国产300MW单元再热机组的冷态滑参数启动曲线单元再热机组的冷态滑参数启动曲线 冷态冲转参数约为：冷态冲转参数约为：3.54.2MPa，320360，再热蒸汽温度大于再热蒸汽温度大于200。7图图9-1（b）国产）国产600MW超临界机组冷态启动超临界机组冷态启动（长期停机）（长期停机）中压缸启动曲线图中压缸启动曲线图冷态冲转参数约为：冷态冲转参数约为：5.98.73MPa，340420，再热蒸汽温度，再热蒸汽温度大于大于330。8（四）热态滑参数启动（四）热态滑参数启动热态启动时，金属温度较高，但短时间停机后，各部金属由于冷却条件不同会出现温差，其值随停机时间长短而异，有时甚至超过允许值，导致动静间隙有很大变化，此时启动汽轮机，如无恰当措施会发生动静部分摩擦乃至大轴弯曲等事故。热态启动时，汽轮机升速不必暖机，要求锅炉出口蒸汽参数尽快达到高压缸上缸内壁金属温度相应水平（可对应于冷态启动曲线上一次汽温、汽压的相应值），再按冷态滑参数启动曲线升温、升压升速和接带负荷。9（五）滑参数停机（五）滑参数停机停机过程中，保持调速汽门全开，采用逐渐降低新汽、再热蒸汽参数来减负荷，直至解列停机，称为滑参数停机。停机方法有两种：用同步器将负荷减到零，发电机解列，打闸停机，同时锅炉熄火。这种方法停机后的汽缸温度通常在250以上。锅炉维持最低负荷燃烧后熄火，利用锅炉的余热继续发电，负荷到零解列停机，仍利用锅炉余汽维持汽机空转，以冷却汽轮机。10图图9-2 国产国产300MW单元式再热机组热态滑参数启动曲线单元式再热机组热态滑参数启动曲线11二二单元机组的调峰运行单元机组的调峰运行大型火电机组调峰运行的方式：（一）低负荷运行火电机组在低负荷运行，其经济性恒低于额定工况。低负荷运行方式有：额定参数运行，简称定压运行；变压或滑压运行；定压变压混合运行。（二）两班制运行为了适应电网低谷调整负荷的需要，有的机组要改为两班制运行方式，即从满负荷开始降负荷，直至停机；电网低谷过去，机组又重新启动、并列直至带满负荷。它是全负荷调峰的一种运行方式，又简称为启停方式。12（三）停炉不停机运行主蒸汽为母管制机组，或单元机组间加装了联络母管的机组，可采用停炉不停机的调峰运行方式。（四）少蒸汽无功运行少蒸汽无负荷运行也是停炉不停机的全负荷调峰运行，其特点是不与电网解列，维持汽轮机空转带无功功率，但汽缸尾部由于摩擦鼓风而发热，为防止其超温，必须供给一定的冷却蒸汽，故又简称少蒸汽运行。当电网负荷增大时，汽轮机可迅速由旋转热备用状态带上负荷，适应调峰的急需，其特定条件是电网中要有无功功率的需要。冷却蒸汽的汽源可取自母管或邻机，由汽缸尾部或一抽汽口送入汽缸。13三三变压运行变压运行（一）单元机组变压运行的概念 单元机组有两种不同运行方式：定压运行和变压运行。前者是指汽轮机前的主蒸汽压力和温度为一定，以调速汽门开度来适应负荷波动。后者是在调速汽门全开情况下，主汽温度基本不变，由锅炉调整主汽压力和流量，以适应负荷变动。变压运行又称滑压运行。滑压启动时不仅汽压滑升，而且汽温也相应滑升，是变压运行的一种特殊方式。14（二）变压运行的优点（二）变压运行的优点高机组可靠性，延长使用寿命 由下图可知变压运行时汽温基本不变，从而大大减小了机组各部件因温差而产生的热应力、热变形。图9-4 不同调节方法的汽轮机第一级蒸汽温度变化 15适应负荷变动和调峰 变压运行时一、二次汽温基本不变，汽轮机高温部件的温度变化较小，不会引起汽缸和转子过大的热应力、热变形。提高机组的经济性 变压运行时调速汽门全开，节流损失不同程度地降低图9-5 全周进汽机组变压运行与定压运行热耗比较 16（三）变压运行方式（三）变压运行方式（a）高负荷变压运行；（）高负荷变压运行；（b）低负荷变压运行；（）低负荷变压运行；（c）定）定-滑滑-定运行定运行图图9-6 复合复合变压变压运行运行17纯变压运行 整个负荷变化范围内，所有调速汽门全开，以调节锅炉出口压力来适应负荷变动 节流变压运行 通过调整调速汽门的开度，利用锅炉的蓄能，快速达到增加负荷目的复合变压运行 定压与变压运行相结合的方式，成为复合变压运行。18（四）超临界压力机组的运行（四）超临界压力机组的运行超临界压力机组运行，要掌握的技术措施主要是：1.防止汽轮机本体及相关管道进水或积水2.控制热应力和差胀3.避免蒸汽携带的固体颗粒对汽流通道的冲蚀4.防止汽轮机通流部分积垢5.防止汽轮机转子强烈振动19第二节第二节火电厂的热工自动化火电厂的热工自动化 火电厂的热工自动化系统的设计，必须按照“安全可靠、经济适用、符合国情”的原则，针对机组特点进行，以满足机组安全、经济运行和启停的要求。同时，应选用技术先进、质量可靠的设备和元件。20一一热工检测与报警热工检测与报警（一）热工检测（一）热工检测火力发电机组的热工检测应该包括下列内容：工艺系统的运行参数辅机的运行状态电动、气动和液动阀门的启闭状态和调节阀门的开度；仪表和控制用电源、气源、水源及其他必要条件的供给状态和运行参数必要的环境参数21（二）热工报警（二）热工报警22二二热工保护与联锁热工保护与联锁热工保护是通过对机组的工作状态和运行参数进行监视和控制而起保护作用的。当机组发生异常时，保护装置及时发出报警信号，必要时自动启动或切除某些设备或系统，使机组仍然维持原负荷运行或减负荷运行。当发生重大故障而危及机组设备安全时，停止机组（或某一部分）运行，避免事故进一步扩大。作用：在主、辅设备或电网发生故障时，热工保护装置使机组自动进行减负荷，改变运行方式或停止运行，以安全运行为前提，尽量缩小事故的范围。23（一）汽轮机的热工保护（一）汽轮机的热工保护汽轮机保护系统由监视保护装置和液压系统组成。汽轮机热工保护系统：汽轮机超速、凝汽器真空过低、轴向位移大、轴承振动大、润滑油压过低、发电机冷却系统故障、手动停机；以及汽轮机进水保护、抽汽阻逆流保护、低压缸排汽超温保护、汽轮机真空低保护，高低压加热器水位、除氧器水位和压力保护，汽轮机旁路系统的减温水压力低和出口水温高保护，空冷机组的有关保护以及旁路保护等，以保障汽轮机的正常启停和安全运行。24（二）锅炉的热工保护（二）锅炉的热工保护25（三）炉机电联锁保护（三）炉机电联锁保护单元机组的锅炉、汽轮机、发电机三大主机是一个完整的整体。每部分都具有自己的保护系统，而任何部分的保护系统动作都将影响其它部分的安全运行。因此需要综合处理故障情况下的炉、机、电三者之间的关系，目前大型单元机组逐渐发展成具有较完整的逻辑判断和控制功能的专用装置进行处理，这就是单元机组的大联锁保护系统。单元机组大联锁保护系统主要是指锅炉、汽轮机、发电机等主机之间以及与给水泵、送风机、引风机等主要辅机之间的联锁保护。根据电网故障或机组主要设备的故障情况自动进行减负荷、投旁路系统、停机、停炉等事故处理。26图图9-7炉、机、电大联锁保护系统框图炉、机、电大联锁保护系统框图1炉、机、电大联锁保护系统炉、机、电大联锁保护系统27其动作如下：当锅炉故障而产生锅炉MFT跳闸条件时，延时联锁汽轮机跳闸、发电机跳闸，以保证锅炉的泄压和充分利用蓄热。汽轮机和发电机互为联锁，即汽轮机跳闸条件满足而紧急跳闸系统(ETS)动作时，将引起发电机跳闸；而发电机跳闸条件满足而跳闸时，也会导致汽轮机紧急跳闸。当发电机变压器组故障，或电网故障引起主断路器跳闸时，将导致FCB动作。282炉、机、电大联锁保护实例炉、机、电大联锁保护实例图图9-8 单元机组联锁保护框图单元机组联锁保护框图29 锅炉停炉保护动作或锅炉给水泵全停时，机组保护动作进行紧急停炉。当汽轮机发电机组因保护动作而紧急停机时，单元机组保护系统应自动投入旁路系统，开启凝汽器喷水门，跳开发电机断路器，将锅炉负荷减到点火负荷(最低负荷)。发电机甩负荷或锅炉汽压过高，则机组保护动作，同时投入旁路系统并开启凝汽器喷水门，锅炉减至点火负荷。1号或2号汽动给水泵有一台故障而停止运行，或给水压力低时，机组保护动作，有关辅机出力不足，系指送风机、引风机等重要辅机的出力不足。30第三节第三节火电机组计算机控制系统火电机组计算机控制系统及培训仿真机及培训仿真机31一一火电机组的计算机监视系统火电机组的计算机监视系统凡配备有计算机控制（包括DCS）的机组，一般都包括了DAS（Data Acquisition System）功能。32二二单元机组协调控制系统（单元机组协调控制系统（CCS）（一）模拟量控制系统模拟量控制的目标是使被调参数维持在给定值 图中 为控制参数，为给定值，为控制量，称为偏差。调节器调节器受控对象受控对象模拟量控制回路模拟量控制回路-33 以常用的PID控制规律为例：比例 积分 微分增益34（二）单元机组协调控制系统（二）单元机组协调控制系统基本设计思想：把锅炉和汽轮机发电机组作为一个整体,采用了分级、递阶的系统结构，把参数调节、逻辑控制和联锁保护等控制功能结合在一起，构成一种满足机组在额定工况、变工况、以至于故障条件下控制功能的综合控制系统。35基本的控制目标1中调及电网对机组负荷需求变化时，具有快速的负荷响应能力，并保证机组运行参数控制在允许范围内。2主辅机设备故障时，能自动采取控制措施，保证设备安全，并尽可能维持故障条件下的运行，不致使机组全停。3正常工况或额定负荷下运行时，克服内部扰动，维持各被控参数在最佳状态。36图图9-10单单元元机机组组协协调调控控制制系系统统结结构构图图直流锅炉直流锅炉379-10图中，负荷指令中心接收中调指令、频差信号以及反映机组运行工况的参数，经逻辑运算处理，形成机组的实际负荷指令；机炉协调器接受以及过程被控参数、(实发功率，机前压力)，压力设定值，根据协调控制算法，形成汽轮机指令和锅炉指令；局部回路控制系统根据协调器输出的、指令，控制进入汽轮机的进汽量、燃料量、送风量和进水量（直流锅炉），控制机组的输出功率，机前压力和中间点温度（直流锅炉）。38图9-11 单元机组负荷指令中心原理框图 39常见的协调控制策略可分：间接能量平衡和直接能量平衡 间接能量平衡（IEB）协调控制系统 把机前压力 作为机炉之间能量是否平衡的标志，并以此进行控制。直接能量平衡（DEB）协调控制系统 则是构造出一个表征汽轮机能量需求的信号，并以此信号直接对锅炉输入进行控制。40一种常见的一种常见的DEB协调控制方案协调控制方案使用使用为能量需求信号为能量需求信号图图9-12使用使用为为能量需求信号的的能量需求信号的的DEB协调协调控制方案控制方案41（三）汽轮机数字电液控制系统（三）汽轮机数字电液控制系统（DEH）汽轮机控制的主要任务通过控制进入汽轮机的蒸汽量，对汽轮机的负荷、转速以及机前压力进行控制。DEH的构成以微机装置（或DCS）作为数字控制器，通过电液转换驱动液压执行机构，构成汽轮机DEH系统。DEH的功能转速和负荷的自动控制、汽轮机自启动、主汽压力控制、自动减负荷（RB）、超速保护（OPC）和阀门测试等。42（四）顺序控制系统（四）顺序控制系统（SCS）顺序控制一般可分为时间定序式和过程定序式两种:时间定序式是按预定的时间顺序而触发控制作用的发生（如启动/停止、闭合/断开等）；过程定序式是依据生产过程进行的状态决定下一步控制作用是否发生。顺序控制系统接受状态信号和操作指令、顺序控制系统接受状态信号和操作指令、输出控制信号均为二进制（输出控制信号均为二进制（0/1）信号；控）信号；控制规律通过二进制逻辑运算形成。制规律通过二进制逻辑运算形成。43常见的顺序控制系统常见的顺序控制系统常见的顺序控制系统常见的顺序控制系统输煤系统控制输煤系统控制输煤系统控制输煤系统控制锅炉吹灰器控制锅炉吹灰器控制锅炉吹灰器控制锅炉吹灰器控制锅炉补给水处理系统控制锅炉补给水处理系统控制锅炉补给水处理系统控制锅炉补给水处理系统控制汽轮机自启停控制汽轮机自启停控制汽轮机自启停控制汽轮机自启停控制锅炉点火系统控制锅炉点火系统控制锅炉点火系统控制锅炉点火系统控制风机启停控制风机启停控制风机启停控制风机启停控制给水泵启停控制给水泵启停控制给水泵启停控制给水泵启停控制煤粉制备系统控制煤粉制备系统控制煤粉制备系统控制煤粉制备系统控制44汽轮机停止程序框图汽轮机停止程序框图45（五）炉膛安全保护监控系统（五）炉膛安全保护监控系统（FSSS）FSSS的安全功能主要有：1锅炉点火前的炉膛吹扫2确定点燃暖炉油燃料的条件3确定点燃主燃料（煤粉）和带负荷的条件4主要辅机设备故障时的自动减负荷（RB）5主要跳闸时的负荷快速切除（FCB）,实现停机不停炉工况下的锅炉安全运行6主燃料跳闸（MFT）时的停炉保护7锅炉发生MFT或停炉后的炉膛吹扫46（六）分散式控制系统（六）分散式控制系统（DCS）DCS自1975年问世以来，仍然坚持着“三点一线”的结构，但功能和性能都取到了巨大的提高1系统网络的标准化2统软件及设备的通用化3组态语言标准化4系统结构化除此之外，现代DCS还采用了多媒体技术，使图像和声音更加丰富，增强了人机交换功能。47三三培训仿真机培训仿真机 火电机组仿真机是指利用火电机组建模技术，计算机软、硬件技术，仪器仪表技术及多媒体等技术而开发的对火电机组运行、调试、管理人员进行机组实时运行特性知识及运行技能培训的装置。什么是火电机组仿真机什么是火电机组仿真机48（一）火电机组仿真机基本原理（一）火电机组仿真机基本原理49（二）仿真机主要部分的作用（二）仿真机主要部分的作用模型机用于实时数学模型的计算及其他功能软件的运行。盘台设备或操作站盘台仪表系统、大屏幕显示系统以及DCS操作员站仿真系统是受训人员进行操作训练的重要界面，一般与实际机组相同或相似，并实现相同的功能。教练员站使培训教员可以启停仿真机系统，并控制整个培训过程。就地操作站用于实现在实际电厂中的某些就地操作（非主控室操作）的仿真。50工程师站一般用作对仿真机系统各软件进行可能的修改、扩充之用。辅助站包括噪声、火焰、水位、灯光仿真系统，用于实现对实际机组主控室噪声、火焰TV监视、水位TV监视及照明灯光等随运行工况变化的仿真。以太网络和接口系统负责将受训人员操作信号送往主计算机模型软件，也将模型软件计算结果送往DCS操作员站仿真系统，仿真机盘台设备仪表系统或大屏幕显示，就地操作战系统，教练员站/工程师站系统及噪声、TV监视、灯光等环境仿真系统。51（三）火电机组仿真机的分类（三）火电机组仿真机的分类对火电机组仿真范围及程度来分类：第一类1:1全仿真机（replica simulator）第二类缩减范围培训仿真机 52（四）火电机组仿真机应具备的基本功能（四）火电机组仿真机应具备的基本功能培训功能：能连续模拟真实电厂的实际运行环境，培训运 行相关人员；系统分析研究功能；教练员站功能：仿真机应具有灵活、方便、高效率的培训手段；仿真机应具有对自身软件，特别是模型软件的修改，调整功能。以以1:1全仿真机全仿真机为例为例53（五）火电机组仿真机硬件系统构成（五）火电机组仿真机硬件系统构成仿真主计算机系统DCS（含DEH）操作员站仿真主计算机系统盘台及仪器仪表设备系统或大屏幕显示系统就地操作站计算机系统I/O接口系统及网络硬件系统教练员站、工程师站计算机系统环境仿真硬件系统54（六）火电机组仿真机软件系统组成（六）火电机组仿真机软件系统组成计算机操作系统软件；实时仿真模型软件；教练员站功能软件；DCS操作员站功能仿真软件；就地操作站功能软件；I/O驱动软件；环境仿真软件；仿真支撑软件。